冉春艷

【摘要】東南邊緣區(qū)屬于稠油油藏，位于齊40斷塊邊部，相對(duì)斷塊中部油藏發(fā)育較差，因此在蒸汽驅(qū)過(guò)程中與斷塊中部體現(xiàn)出不同的汽驅(qū)特征，本文綜述了該井區(qū)地質(zhì)體的特點(diǎn)，進(jìn)而闡述了在此地質(zhì)體條件下蒸汽驅(qū)的開(kāi)發(fā)效果、從儲(chǔ)層物性、地質(zhì)特征入手，對(duì)區(qū)域內(nèi)高溫、低產(chǎn)井進(jìn)行了系統(tǒng)分析和論證，通過(guò)實(shí)施注汽參數(shù)動(dòng)態(tài)調(diào)控等技術(shù)達(dá)到了提高井區(qū)采注比，合理控制開(kāi)采壓力，減緩開(kāi)發(fā)矛盾，使蒸汽驅(qū)達(dá)到良好開(kāi)發(fā)效果的目的。

【關(guān)鍵詞】東南邊緣區(qū) 齊40塊 蒸汽驅(qū) 汽驅(qū)特征

1 油藏概況

東南邊緣區(qū)位于齊40塊蓮花汽驅(qū)的東南部，油藏埋深920-1050m，地層傾角5-9°，油層厚度24.7m，孔隙度24.2%，滲透率1673毫達(dá)西，屬高孔高滲儲(chǔ)層，原始油水界面1050m。單井厚度最大46.4m，平均有效厚度為25m。沿井點(diǎn)連線圈定含油面積0.436km²，有效厚度30.95m。原油地質(zhì)儲(chǔ)量為349.0156×104t。

2 開(kāi)采現(xiàn)狀

2.1 注入狀況

井區(qū)共有注汽井16口，由于主力層單一，受儲(chǔ)層發(fā)育影響，汽驅(qū)見(jiàn)效早，穩(wěn)產(chǎn)期短，突破快，突破后遞減率大。針對(duì)井區(qū)開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀對(duì)部分注汽強(qiáng)度大井組實(shí)施優(yōu)化注汽量。2011年3月對(duì)區(qū)域內(nèi)注汽井進(jìn)行了動(dòng)態(tài)調(diào)控，其中動(dòng)態(tài)調(diào)控降注井組11口；對(duì)井區(qū)內(nèi)油層薄，主力油層單一，縱向無(wú)接替層；平面受效較均勻，無(wú)井網(wǎng)調(diào)整空間；井組采出程度高，目前已處于突破階段的2個(gè)井組轉(zhuǎn)為間歇注汽。

2.2 開(kāi)采狀況

井區(qū)控制生產(chǎn)井70口，開(kāi)井?dāng)?shù)60口，日產(chǎn)液1300t，日產(chǎn)油179t，綜合含水86.2%，階段采注比0.86，階段油汽比0.08，井口溫度58℃，動(dòng)液面794m。按照先導(dǎo)區(qū)和65井組見(jiàn)效技術(shù)界限劃分，東南邊緣區(qū)于2009年3月份進(jìn)入驅(qū)替階段，由于主力層單一，汽驅(qū)見(jiàn)效早，穩(wěn)產(chǎn)期短，于2010年7月進(jìn)入蒸汽驅(qū)突破階段生產(chǎn)。

3 汽驅(qū)生產(chǎn)特征

3.1 產(chǎn)量變化特征

與轉(zhuǎn)驅(qū)前相比日產(chǎn)液由457.6 t上升到1494t，增加了1036t，日產(chǎn)油由40.3t上升到184t，增加了144t，綜合含水由91.2%下降到87.7%，下降了3.5個(gè)百分點(diǎn)，汽驅(qū)效果明顯。由于區(qū)域位于齊40塊構(gòu)造較低部位，東部與邊底水區(qū)相鄰，受邊底水的影響，轉(zhuǎn)驅(qū)前返水率高，采注比較高，轉(zhuǎn)驅(qū)后采出程度高的油井受效快，產(chǎn)液量上升幅度大。

3.2 溫度變化特征

隨著注入量、采出量的增加，井口產(chǎn)液、溫度呈明顯上升趨勢(shì)。與轉(zhuǎn)驅(qū)前相比溫度由27℃上升到53℃，上升了26℃。隨著汽驅(qū)的不斷深入，井區(qū)內(nèi)82%的油井均不同程度的見(jiàn)到汽驅(qū)效果，井口溫度上升趨勢(shì)較快。

3.3 壓力變化特征

隨著蒸汽驅(qū)時(shí)間的延長(zhǎng)，動(dòng)液面呈逐漸上升趨勢(shì)，與轉(zhuǎn)驅(qū)前相比由915m上升到795m，上升了120m，可見(jiàn)隨著汽驅(qū)的深入，井底壓力正逐漸得到恢復(fù)，油井供液能力得到有效提升。

4 開(kāi)發(fā)效果分析

4.1 井區(qū)生產(chǎn)特征符合蒸汽驅(qū)階段開(kāi)發(fā)效果

轉(zhuǎn)驅(qū)后隨著轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)間的延長(zhǎng)，各項(xiàng)生產(chǎn)參數(shù)發(fā)生了明顯的變化，主要是產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、綜合含水、溫度明顯上升，地層壓力逐漸恢復(fù)，與汽驅(qū)生產(chǎn)特征相一致，符合汽驅(qū)動(dòng)態(tài)變化規(guī)律。

4.2 油井受效顯著，液升幅度大

由于井區(qū)處于構(gòu)造低部位，東部與邊底水區(qū)相鄰，受邊底水的影響，轉(zhuǎn)驅(qū)前返水率高，采注比較高，轉(zhuǎn)驅(qū)后采出程度高的油井受效快，產(chǎn)液量上升幅度大。總體上油層縱向主力層位發(fā)育蓮Ⅰ油層組1砂體和蓮Ⅱ油層組1砂體，屬于孔隙度發(fā)育好，滲透率較高的區(qū)域。

從受效井分布位置看，東南邊緣區(qū)Ⅰ類(lèi)受效井居多，占受效比例的57.1%；從受效井油層分布看，Ⅰ類(lèi)、Ⅱ類(lèi)受效井主要分布在油藏內(nèi)部，Ⅲ類(lèi)、Ⅳ類(lèi)受效井主要分布在油藏邊部或油藏內(nèi)部但受一定邊底水影響區(qū)域。

4.3 措施效果好，汽驅(qū)平面開(kāi)采特征明顯

（1）對(duì)低效油井實(shí)施引效18井次，增加日產(chǎn)液125t，增加日產(chǎn)油13t，累計(jì)增油6101t。

（2）采取換大泵、調(diào)參等措施，提高井組采注比。實(shí)施提液措施6口，累計(jì)增油2971t。

（3）對(duì)泵況差井實(shí)施檢泵35井次，累計(jì)增油6606t。

（4）實(shí)施長(zhǎng)停井復(fù)產(chǎn)9口，日增油12t，累計(jì)增油5542t。

5 調(diào)控情況及效果

5.1 調(diào)控情況

東南邊緣區(qū)轉(zhuǎn)驅(qū)以來(lái)，開(kāi)發(fā)矛盾日漸突出，由于油層薄，主力油層單一，縱向上油層動(dòng)用較高，導(dǎo)致井區(qū)溫場(chǎng)發(fā)展過(guò)快，油井汽竄現(xiàn)象嚴(yán)重，蒸汽的熱利用率降低，2010年7月進(jìn)入突破階段后，油汽比由0.1下降到0.07，下降趨勢(shì)較明顯，汽驅(qū)效果變差。因此2011年3月針對(duì)井區(qū)開(kāi)發(fā)矛盾實(shí)施了動(dòng)態(tài)調(diào)控措施，緩解了開(kāi)發(fā)矛盾。對(duì)平面內(nèi)蒸汽波及較為均衡，縱向上由于油層非均質(zhì)性等因素造成單層指進(jìn)及溫場(chǎng)發(fā)展過(guò)快的13個(gè)井組進(jìn)行注汽量動(dòng)態(tài)調(diào)控。調(diào)控后區(qū)塊產(chǎn)量處于平穩(wěn)趨勢(shì)，開(kāi)發(fā)指標(biāo)有所提高。與調(diào)控前相比，日產(chǎn)液減少181t，日產(chǎn)油減少2t，日注汽量減少764t，采注比上升了0.4，油汽比上升了0.05。

5.2 調(diào)控效果

（1）優(yōu)化注汽量后抑制了高滲層蒸汽指進(jìn)速度，延緩汽竄的發(fā)生，汽腔形態(tài)發(fā)生改變，油井產(chǎn)量上升。

由于注汽速率的降低，控制了汽腔前緣推進(jìn)速度，油汽運(yùn)移方向發(fā)生改變，層間矛盾得到改善，延緩了汽竄的發(fā)生，日產(chǎn)油呈穩(wěn)中有升趨勢(shì)，動(dòng)態(tài)調(diào)控效果較好。通過(guò)合理優(yōu)化注汽量，高滲層吸汽強(qiáng)度降低，低滲層吸汽強(qiáng)度增強(qiáng)，調(diào)整了吸汽剖面，汽竄現(xiàn)象得到一定減緩，汽竄井由調(diào)整前的3口/月下降到目前0口/月。

（2）調(diào)控初期，高滲層吸汽強(qiáng)度降低，層間矛盾得到改善。從區(qū)域觀察井觀28井溫監(jiān)測(cè)資料顯示，注汽量動(dòng)態(tài)調(diào)控后，主力吸汽層強(qiáng)度降低，汽竄方向蒸汽波及得到限制，減少了層間干擾，低滲透層得到動(dòng)用，調(diào)控前蓮Ⅰ油層溫度相對(duì)較低133℃，調(diào)控后油層溫度上升到162℃，汽腔形態(tài)發(fā)生改變，縱向上吸汽效果得到改善。區(qū)域產(chǎn)量下降趨勢(shì)得到抑制，實(shí)現(xiàn)了產(chǎn)量基本平穩(wěn)，調(diào)控效果較好。

6 認(rèn)識(shí)及建議

6.1 認(rèn)識(shí)

井區(qū)自2010年7月進(jìn)入突破階段后，產(chǎn)量呈明顯下降趨勢(shì)，為改善汽驅(qū)效果，抑制產(chǎn)量遞減速度，2011年上半年通過(guò)“注汽調(diào)控為主、油井增產(chǎn)為輔”的綜合治理措施的實(shí)施，取得了較好的調(diào)控效果，實(shí)現(xiàn)了產(chǎn)量基本穩(wěn)定。

（1）優(yōu)化注汽量降注后，壓力場(chǎng)重新分布，提高了弱勢(shì)方向儲(chǔ)量動(dòng)用的程度，汽竄現(xiàn)象得到一定減緩。

（2）區(qū)域產(chǎn)量下降趨勢(shì)得到抑制，開(kāi)發(fā)指標(biāo)得到改善，提高了油汽比，與調(diào)控前相比，油汽比上升了0.05。

6.2 下步建議

（1）對(duì)分注不合格井及時(shí)調(diào)整，平衡井組吸汽狀況，延緩汽竄時(shí)間，確保汽驅(qū)效果。

（2）對(duì)因井況差停產(chǎn)的油井，通過(guò)資料分析論證，建議實(shí)施大修、更新措施，完善井網(wǎng)，減小開(kāi)發(fā)矛盾。

（3）對(duì)井區(qū)內(nèi)低產(chǎn)井實(shí)施注汽引效，加快溫場(chǎng)形成速度，改變汽流方向，提高井組汽驅(qū)效果。

參考文獻(xiàn)

[1] 張銳.稠油熱采技術(shù)[M].北京：石油工業(yè)出版社，1999：130～160